渤海A油田館陶組低阻油層成因機理研究及流體性質識別新方法

許賽男, 時新磊, 鄭煬, 楊旺旺, 張占松, 張沖*

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459; 2.中國石油新疆油田公司勘探開發研究院, 克拉瑪依 834000;3.長江大學地球物理與石油資源學院, 武漢 430100)

近年來,渤海油田勘探開發領域和勘探開發程度不斷加深,越來越多的非常規、隱蔽性強的油氣藏得到開發,尤其是低阻油層已成為渤海油田勘探開發的重點[1-4]。陸上低阻油層評價技術已經較為成熟,而海上低阻油層受作業風險高,難度大,成本昂貴等因素制約,導致巖心、測井、錄井等資料的采集相對較少,進而給海上低阻油層的成因機理研究及定量評價工作帶來了極大的挑戰。目前,中外學者普遍認為,低阻油層指在同一油水系統內,其電阻率與鄰近水層電阻率比值小于2的油層[5]。渤海A油田低阻油層成因機理復雜,成因類型多樣,多種因素共同加劇了油層電阻率的下降,導致測井資料在低阻油層和水層上的對比度變低。研究區低阻油層成因機理缺乏系統的梳理與認識,弄清其低阻成因機理是開展低阻油層定量識別的關鍵。在低阻油層的識別中,傳統的基于儲層電性差異特征來識別流體性質的技術方法已不再適用。藍茜茜等[6]針對復雜儲層的測井識別,將深度學習算法運用到流體性質識別中來,提出了一種混合采樣技術,構建了深層神經網絡,有效地提升了研究區流體識別準確率。黎瑤等[7]通過對測井資料和巖心分析資料進行分析,得出高阻水層的主控因素,提出隨機森林判別模型有效地識別出高阻水層。核磁共振測井成本昂貴且解釋工作難度大[8-9]。在錄井技術中,基于Flair技術、地化錄井技術和三維定量熒光技術成本較高且不適合全井段處理。常規氣測錄井資料包括氣全量(TG)、甲烷(C1)、乙烷(C2)、丙烷(C3)、異丁烷(iC4)、正丁烷(nC4)、異戊烷(iC5)以及正戊烷(nC5)。這幾類烴組分對油氣比較敏感,在油氣聚集的地方會呈現高值,氣測錄井是一種比較直觀且實用的流體識別技術。傳統的氣測錄井技術是通過計算某幾種衍生參數從而構建解釋圖版來定性判別儲層流體性質,存在一定的局限性。張鵬浩等[10]針對輕質油識別的諸多問題,使用實際其次組分數據,優化烴比值計算方法,提出了測錄井綜合識別圖版,能夠有效識別輕質油層,但仍然存在識別效率較低的問題。嚴偉麗等[11]綜合分析不同儲層流體的氣測錄井響應特征,引入氣測派生參數,并通過最優化理論定量計算汽油比,常規油層識別效果較好。張建斌等[12]通過建立各烴組分含量與儲層含油氣豐度的數學關系定量識別低阻油層,但該方法主要針對受生物降解程度較小的儲層。本次研究的目地層段屬于渤海海域的新近系儲層,受生物降解程度較大,許多重烴組分呈現低值甚至不全。鑒于此,對渤海A油田進行成因機理分析,系統梳理造成油層電阻率變低的主要因素,在張建斌等[12]的基礎上改進含油氣豐度的計算方法,以適用于研究區塊。最后,通過多口生產井進行驗證,以期為渤海海域低阻油層定量評價提供借鑒。

1 研究區概況

渤海A油田位于渤中凹陷的西北部,目的油組為館陶組,館陶組是以厚層含礫砂巖為主的辮狀河沉積,其埋深范圍為1 550～1 620 m。館陶組成巖作用較弱,主要發育一套疏松砂巖儲層,儲層物性較好,為中高孔滲儲層,其孔隙類型多為原生孔隙。渤海A油田正處于滾動開發階段,目前測井采集資料主要以隨鉆自然伽馬、電阻率以及核磁共振測井為主,錄井采集資料主要以氣測錄井為主。在開發初期,受資料限制,解釋人員對低阻油層成因機理認識不夠深入,在進行低阻油層識別過程中往往會遺漏部分有利儲層,低阻油層作為老井挖潛和增儲上產的目標之一,有效識別這類低阻油層變得至關重要。

2 低阻油層成因機理分析

2.1 宏觀成因

2.1.1 沉積作用

沉積環境通常體現在巖性粗細方面,渤海A油田巖性自下而上逐漸變細,呈明顯的正旋回沉積層序,為典型的辮狀河沉積。圖1為渤海A油田館陶組兩段典型的低阻油層的C-M分布圖,其中,C為粒度累積曲線上顆粒含量達到1%時對應的粒徑,M為累積曲線上顆粒含量為50%時所對應的粒徑。從館陶組C-M分析圖(圖1)可以看出,低阻油層1的樣本主要落在了QR段(遞變懸浮沉積),遞變懸浮沉積主要是指流體中懸浮物質自下而上粒度逐漸變細,其密度是逐漸變低的。低阻油層2的樣本主要落在RS段(均勻懸浮沉積),是粒徑和密度不隨深度變化的完全懸浮,一般為遞變懸浮之上的水流搬運方式。概括來講,低阻油層1和低阻油層2都處在弱水動力的沉積環境,而弱的水動力環境是形成低阻油層的有利地質條件。

圖1 渤海A油田館陶組C-M圖

2.1.2 成巖作用

成巖作用指沉積物沉積后,在一定的地層環境下,由疏松沉積物變成固結巖石的作用。成巖作用主要包括壓實作用、膠結作用以及重結晶作用,這3種作用機制都能夠對儲層的孔隙進行改造。圖2為B井館陶組填隙物含量變化?？梢钥闯?在2 095.44～2 103.45 m段,經過生產證實該段為低阻油層,其填隙物含量中雜基占主要含量,有少許膠結物存在,而2 132.43～2 136.42 m段為一段標準水層段,其填隙物含量中膠結物含量與填隙物含量相當。由此可知,低阻油層的雜基含量要比水層高出一倍。雜基含量與孔隙演化有著緊密的聯系,雜基含量越高的砂巖其機械壓實作用就會越強[13],而沉積物的壓實作用會使孔喉聯通性變差,進而導致儲層物性變差,束縛水含量增高,電阻率下降,形成低阻油層。

圖2 B井館陶組填隙物含量變化

2.2 微觀成因

2.2.1 高束縛水飽和度

高束縛水飽和度是低阻油層形成的主控因素,前文已經概述,渤海A油田受沉積作用和成巖作用影響,儲層的微小孔隙發育,在成藏過程中,成藏動力不足以驅替微小孔隙中的束縛水,進而導致油層束縛水飽和度變高。在巖心實驗中,半滲透隔板資料顯示低阻油層平均束縛水飽和度為43.5%,而水層平均束縛水飽和度為22.3%。圖3為B井巖心孔滲交會圖,可以看出,低阻油層的物性整體要比水層差。圖4為B離心前核磁共振T2分布曲線,低阻油層T2譜譜峰整體靠左,孔隙度分量主要分布在快弛豫組分,說明低阻油層的小孔隙更加發育,束縛空間較大。水層T2譜分布整體靠右,大孔隙組分較多,說明水層大孔隙發育,可動空間較大。概括來講,低阻油層孔隙結構差導致束縛水含量增高,而高束縛水飽和度使油層內形成良好的導電網絡,從而使電阻率大幅度降低,形成低阻油層。

圖3 A井巖心孔滲交會圖

圖4 A井離心前核磁共振T2分布

2.2.2 地層水礦化度差異

一般來講,低阻油層電阻率增大系數都介于1～2,但研究區的有些低阻油層電阻率增大系數小于1,也就說明研究區部分低阻油層的電阻率甚至小于鄰近水層的電阻率。往往這類油層的不僅僅由高束縛飽和度造成,地層水礦化度差異可能是另一主控因素。地層水礦化度越高,則表明電解質溶液濃度越高,造成電阻率降低,形成低阻。通過對研究區地層水資料進行統計分析(表1),低阻油層地層水礦化度在31 000～100 000 mg/L,水型為NaCl,屬于高礦化度地層水。平均地層水礦化度為50 000 mg/L,通過地層水電阻率轉換關系,可計算得出地層水電阻率為0.04 Ω·m。

使用西門度公式對研究區B井進行飽和度模擬,除Rw改變外,其他條件均不變(a=0.987,b=1,m=1.893,n=1.817,Rsh=2 Ω·m),其中,a為與巖性有關的巖性系數,b為與巖性有關的常數,m為膠結指數,n為飽和度指數,Rsh為泥巖電阻率。圖5為不同地層水電阻率下西門度公式模擬結果,可以看出,當低阻油層段地層水電阻率取0.04 Ω·m時,其計算含水飽和度區間為40%～50%,與巖心半滲透隔板法得到束縛水飽和度相符,說明低阻油層段地層水電阻率取0.04 Ω·m是合理的。當水層段地層水電阻率取0.04 Ω·m時,其計算含水飽和度區間仍然為40%～50%,并未達到100%。將模擬條件改變,地層水礦化度為5 000 mg/L時對應的地層電阻率為0.35 Ω·m,其水層模擬結果可以看出,含水飽和度數據點均落在了100%含水飽和度線上,符合實際情況,由此可說明,地層水礦化度差異是導致低阻油層的另一主控因素。

圖5 西門度公式模擬結果圖

礦化度差異是低阻油層形成的主控因素之一。為進一步分析造成地層水礦化度差異的原因,通過調研周邊油田的一些類似案例,并結合實際地質資料分析,認為天然淡水水淹成藏模式是導致地層水礦化度差異的主要原因。這種天然水淹油藏模式在遼河斷陷西斜坡邊部的千12井區、冀東的柳102井區、延長油礦的周5等井區均有存在。對以上地區的相關資料進行分析,可以得到這種低阻油層天然水淹的典型特征[14-15]：①油藏經過次生改造,地表淺層淡水通過斷層或不整合面注入油藏,受儲層非均質性影響,物性越好、厚度越大,水侵越容易發生;②低對比度油藏一般發育在構造運動活躍區,發生在特定的構造、沉積背景下,比如斷層附近或不整合面之下;③天然水淹部位的選擇性以及水淹后殘余油受到氧化和生物降解作用,使油藏中流體性質非均質性加重,造成各個單砂層地層水性質不同,原油性質也存在較大差別。

以渤海A油田4口開發井為例,對A油田區域內測井資料和地質資料進行分析,圖6為研究區低阻油層天然淡水水淹成藏模式示意圖,該區域內垂直深度1 620～1 740 m范圍內普遍發育一套低阻油層(2～5 Ω·m)與鄰近水層電阻率(2～6 Ω·m)相當。在該段低阻油藏上部,即館陶組地層的上部位置,廣泛發育一套水層,其電阻率在3～11 Ω·m范圍內。根據測井多井剖面圖顯示,自西向東,該段水層的電阻率存在較明顯的降低趨勢,但依然大于下覆的低阻油層電阻率,由此,根據低阻油層天然淡水水淹成藏模式原理進行分析后認為,該區域內低阻油層上下臨近的水層在成藏過程中被自西向東侵入的淡水水淹導致的原地層水礦化度降低,電阻率增大,甚至出現水淹后的水層電阻率大于鄰近低阻油層電阻率的現象。

圖6 渤海A油田天然水淹示意圖

3 低阻油層定量識別

3.1 氣測錄井識別技術

常規測井資料受低對比度影響,無法有效識別儲層流體性質。研究區采集了大量氣測錄井數據,能夠在一定程度上指示儲層的含油性質,因此開展氣測錄井識別技術研究是有效識別低阻油層的關鍵。通過對研究區30余口井烴組分數據進行數據校正以及標準化處理,將已處理的數據導入目前比較常規的流體性質識別模板中,并將識別結果與已有的結論進行對比分析,總結了目前現有的氣測錄井解釋模板的適用性(表2[16-18])。

表2 基于氣測錄井資料的儲層流體性質識別模板[16-18]Table 2 Template for reservoir fluid property identification based on gas logging data[16-18]

表2[16-18]中,3H比值法、三角形圖版法以及皮克斯勒法這3種解釋模板只能定性判別油、水層,且需要使用的圖版比較復雜,不適合全井段處理。而含油氣豐度法通過建立錄井烴組分參數與儲層含油氣豐度的數學關系定量表征儲層的含油氣程度,達到定量識別低阻油層的目的,但研究區塊原油受生物降解作用較強,重烴組分極小甚至負數,導致最后計算出的含油氣豐度為負值,與實際物理意義相悖。

3.2 改進含油氣豐度法

在含油氣豐度法上進行改進,使之更適用于本次研究區塊,已有的含油氣豐度法中首先定義了兩個對油氣比較敏感的油氣指數Y和Z,Y、Z分別從宏觀和微觀兩方面反映了重烴組分在鉆遇氣油界面時出現抬升現象,S1～S4表示重烴組分分別與Y、Z交會程度,氣測重烴組分與油氣指數之間的交會程度可以定量反映儲層油氣聚集程度。由于研究區絕大多數井普遍存在重烴組分極小現象,所以導致最后重烴組分與兩個油氣指數都無法交會,也就是4個交會指數(即S1、S2、S3、S4)都小于0,為了解決這一問題,研究區中的重烴組分雖小不能交會,但仍然在油氣聚集的地方更加貼近油氣指數。故根據這一特點,考慮反向交會的思想,重新定義4個反向交會指數(X1、X2、X3、X4),進而計算新含油氣豐度XH。

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

式中：C5為戊烷的體積分數;X1～X4為4個反向交會指數,反映重烴響應的不同氣測曲線組合;XH為含油氣豐度。

原始的含有油氣豐度SH充分考慮了重烴組分在鉆遇氣油界面時會有明顯的抬升現象,但是針對受生物降解作用影響的儲層,其重烴組分值過小,抬升程度相對較小無法由于與油氣指數交會,導致其表征儲層含有油氣性的能力減弱。針對這一問題,使用反向交會的思想,重新建立了改進含有油氣豐度參數XH,消除了重烴組分在氣測響應中的影響,放大了輕烴組分在氣測響應特征,更加適用于原油性質以輕烴為主的油層識別。

3.3 應用效果

以渤海A油田A14H井為例,A14H井目前只采集了隨鉆電磁波電阻率測井,隨鉆自然伽馬測井曲線以及氣測錄井數據。圖7為A14H井低阻油層識別效果圖,1 583～1 636 m深度段自然伽馬較小,電阻率曲線整體變化平緩,平均值為2.9 Ω·m。氣測錄井顯示主要以甲烷為主,油氣指數Y、Z較小,為典型的水層特征,倒數第三道為含油氣豐度法計算的含油氣豐度曲線SH,可以看到基本小于0,倒數第二道為改進含油氣豐度法計算的含油氣豐度XH,XH基本大于0且較小,說明該段含油氣豐度較低,油氣聚集程度較小,可解釋為水層,通過錄井資料和生產動態資料分析,證實了該段為水層。1 661～1 675 m和1 713～1 742 m兩段儲層經過生產證實為兩段低阻油層,其自然伽馬略高于上覆水層,電阻率有小幅度上升,電阻率平均值分別為4.1 Ω·m和4.5 Ω·m,氣測烴組分均有上升趨勢,主要以輕烴組分為主,含油氣豐度法計算得到的含油氣豐度均小于0且變化幅度較小,而改進含油氣豐度法計算的含油氣豐度XH在這兩段儲層有明顯的上升趨勢,在泥巖段迅速下降,根據XH曲線變化范圍可將上述兩段儲層解釋為低阻油層,符合生產動態資料的解釋結論。

GRCFM為自然伽馬曲線;RPCELM為隨鉆相移低頻電阻率曲線;RPCEHM為隨鉆相移高頻電阻率曲線;RACELM為隨鉆衰減低頻電阻率曲線;RACEHM為隨鉆衰減高頻電阻率曲線;C1為甲烷體積分數;C2為乙烷體積分數;C3為丙烷體積分數;iC4為異丁烷體積分數;nC4為正丁烷體積分數;iC5為異戊烷體積分數;nC5為正戊烷體積分數;SH為含油氣豐度法計算所得含油氣豐度;XH為改進含油氣豐度法計算含油氣豐度

4 結論

(1)渤海A油田館陶組低阻油層成因機理復雜,成因類型多樣。在宏觀上,認為低阻油層受沉積作用,均發育在水動力條件相對較弱的辮狀河三角洲沉積前緣,同時低阻油層又受成巖作用影響,低阻油層雜基含量相較于鄰近水層更高,機械壓實作用增強,孔喉聯通性變差。在微觀上,認為低阻油層高束縛水飽和度是造成電阻率降低的主要因素之一,而造成高束縛水飽和度的原因主要是低阻油層孔隙結構復雜,微空隙發育。地層水礦化度差異是導致低阻油層形成的另一因素,造成低阻油層與水層礦化度差異的原因是天然淡水水淹成藏模式,館陶組水層受外來淡水侵入,造成地層水礦化度降低,水層電阻率增高。

(2)氣測錄井資料能夠在一定程度上反映儲層油氣聚集程度,改進含油氣豐度法基于研究區塊氣測烴組分特點,使用反向交會思想,能夠對儲層的含油氣程度進行定量評價,是渤海A油田低阻油層識別的有效方法。